10月31日，国家能源局举行新闻发布会，发布前三季度能源形势和可再生能源并网运行情况，解读《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。 今年以来，能源行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实中央经济工作会议和《政府工作报告》部署，始终把保障国家能源安全作为首要任务，以更大力度推动能源绿色低碳转型和高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障。前三季度，持续增强能源安全保障能力，有力推进能源绿色低碳转型，依靠科技创新增强发展新动能，依靠深化改革激发发展新活力，新型能源体系建设取得新进展，为经济高质量发展提供了强有力支撑。 主要呈现以下五个特点： 一是供给保障基础进一步夯实。截至9月底，全国发电总装机容量达到31.6亿千瓦，同比增长14.1%。煤炭、油气产能稳步提升，前9个月，原油、天然气产量同比增长2.0%、6.6%。 二是迎峰度夏用能高峰供应保障有力有效。夏季用能高峰期间，优化电力系统调度安排，最大程度提升电力输送通道利用率，增加燃气电厂天然气供应，深挖跨省跨区余缺互济潜力，充分发挥各类电源顶峰保供作用，多措并举推动供需协同发力，有力保障全国电力系统高水平运行。 三是能源价格总体保持稳定。统筹国内国外两种资源、两个市场，扎实做好煤炭稳产稳供，始终保持国内煤炭供应能力充足，有效发挥动力煤长协价格“稳定器”作用，确保全国煤炭价格基本盘稳定；现货煤价在合理区间稳定运行。今年以来，国际石油市场供需宽松，国内天然气价格小幅波动。 四是绿色低碳转型不断取得新突破。截至7月底，全国风电、太阳能发电装机达到12.06亿千瓦，提前6年多完成我国在气候雄心大会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。截至9月底，风电和太阳能发电新增装机占新增总发电装机的比重超过80%。具有自主知识产权的大型先进压水堆“国和一号”核电示范工程1号机组成功实现首次并网发电。 五是新动能新活力持续增强。推动能源领域“两重”建设，实施能源重点领域大规模设备更新，重点推动煤电机组“三改联动”、输配电、可再生能源、清洁取暖等领域设备更新和技术改造。前8个月，能源重点项目完成投资额约1.7万亿元，同比增长16.2%，氢能、新型储能、LNG接收站、抽水蓄能投资增势加快。 2024年前三季度，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，统筹能源安全和低碳发展，加快规划建设新型能源体系，稳妥推进能源绿色低碳转型，全力推动可再生能源发展再上新台阶。可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增797万千瓦，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增1.61亿千瓦，生物质发电新增137万千瓦，风电太阳能发电合计新增突破2亿千瓦。截至2024年9月底，全国可再生能源装机达到17.3亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的54.7%，其中，水电装机4.3亿千瓦，风电装机4.8亿千瓦，太阳能发电装机7.7亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。可再生能源发电量稳步提升。2024年前三季度，全国可再生能源发电量达2.51万亿千瓦时，同比增加20.9%，约占全部发电量的35.5%；其中，风电太阳能发电量合计达13490亿千瓦时，同比增长26.3%，与同期第三产业用电量（13953亿千瓦时）基本持平，超过了同期城乡居民生活用电量（11721亿千瓦时）。 （一）水电建设和运行情况。2024年前三季度，全国新增水电并网容量797万千瓦，其中常规水电299万千瓦，抽水蓄能498万千瓦。截至2024年9月底，全国水电累计装机容量达4.3 亿千瓦，其中常规水电3.75亿千瓦，抽水蓄能5591万千瓦。2024年前三季度，全国规模以上水电发电量10040 亿千瓦时，同比增长16%；全国水电平均利用小时数为2672小时，同比增加305小时。 （二）风电建设和运行情况。2024年前三季度，全国风电新增并网容量3912万千瓦，同比增长16.8%，其中陆上风电3665 万千瓦，海上风电247万千瓦。截至2024年9月底，全国风电累计并网容量达到4.8亿千瓦，同比增长19.8%，其中陆上风电4.4亿千瓦，海上风电3910万千瓦。2024年前三季度，全国风电发电量7122亿千瓦时，同比增长13%；全国风电平均利用率96.2%，同比下降0.8个百分点。 （三）光伏发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国光伏新增并网1.61亿千瓦，同比增长24.8%，其中集中式光伏7566 万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。2024年前三季度，全国光伏发电量6359亿千瓦时，同比增长45.5%；全国光伏发电利用率97.2%，同比下降1.1个百分点。 （四）生物质发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国生物质发电新增装机137万千瓦。截至2024年9月底，全国生物质发电累计装机达4551万千瓦，同比增长5.4%。2024年前三季度，生物质发电量1538亿千瓦时，同比增长4.3%。 《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展，重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代，以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求。在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。 一是着力提升可再生能源安全可靠替代能力。《意见》提出全面提升可再生能源供给能力，加快大型基地建设和分布式就近开发利用，推进构网型技术应用，发展绿色燃料、可再生能源制氢和综合供热体系。在促进可再生能源大规模输送和消纳利用方面，《意见》提出加快配套基础设施建设，推动网源协调发展，优化电力调度控制，加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造。在加强供需互动方面，《意见》提出深入挖掘需求侧资源调控潜力，强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理。在发展灵活资源方面，《意见》提出多元提升电力系统调节能力，加强灵活电源、抽蓄和新型储能应用，推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用。 二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域，《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型，引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化工业行业与可再生能源耦合发展，推动工业绿色微电网建设应用，推广可再生能源中低温热利用，探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域，《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动，建设可再生能源交通廊道，推进光储充放多功能综合一体站建设，探索发展电气化公路，鼓励电动船舶和航空器应用，推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域，《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用，把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作，推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统，推动新建公共建筑全面电气化，因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展，《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化，积极发展分散式风电和分布式光伏发电，加快农村能源基础设施改造升级，因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用，《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用，推动5G基站、数据 中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展，支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比，有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造，推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。 三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术，《意见》提出加快试点应用，开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点，支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态，《意见》提出推动业态融合创新，推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大，鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。 今年迎峰度夏期间，全国多地出现持续性高温，20个省级电网负荷创历史新高，国家能源局积极引导各地科学建设并合理调用新型储能，在传统电力保供手段基础上，推动新型储能充分发挥“超级充电宝”功效，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。 一、全国新型储能装机稳步增加，重点省份加速新型储能建设。随着“双碳”目标深入推进，我国新能源发电装机保持较快增速，电力系统对新型储能等调节资源需求快速增加。截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。国家能源局持续引导各地因地制宜发展新型储能，从地区来看，华东地区新型储能装机增长较快，今年新增新型储能装机超过900万千瓦。从省份来看，江苏、浙江、新疆装机快速增长，今年新增装机分别约500、300、300万千瓦，成为电力系统稳定运行的重要组成部分。 二、新型储能调用方式持续完善，利用水平逐步提升。《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》印发以来，国家能源局推动电网企业完善调度规程，促进新型储能调用水平稳步提高。据电网企业统计，2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。其中，国家电网公司经营区新型储能累计充放电量约220亿千瓦时，南方电网公司经营区新型储能累计充放电量约30亿千瓦时，内蒙古电力公司经营区新型储能累计充放电量约10亿千瓦时。 三、强化新型储能科学调用，有力支撑迎峰度夏。今年6-8月迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，约占今年1-8月充放电量的45%，有效支撑电力系统稳定运行和可靠供应。7月，国家电力调度控制中心开展新型储能集中调用试验，国家电网经营区新型储能实际可调最大电力3015万千瓦，占当时并网新型储能规模的92%。在平衡较为紧张的山东、江苏、浙江、安徽、内蒙等省（区），新型储能最大顶峰同时率均达到90%以上，实际顶峰能力已达前期验证最高水平，大幅提升电力保供能力。重庆市新型储能提供顶峰能力140万千瓦，可单次放电280万千瓦时。广东省多座独立储能电站每天“两充两放”高频次响应电网调度要求，有效夯实了全省电力保障能力。 下一步，国家能源局将持续完善新型储能发展政策体系，引导新型储能科学配置和合理调用，促进新型储能在更多场景发挥功效，支撑新型能源体系和新型电力系统建设。

河北唐山，因煤而建、因钢而兴，素有“煤都”“钢城”之称。作为一座具有百年历史的沿海工业城市，唐山重工业基础雄厚，大宗货物运输市场发达。近年来，低碳环保、运营成本低廉的电动重卡正在唐山崛起，成为城市运输的新势力。 作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，唐山建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂，电动重卡灵活参与电网峰谷调节、促进电力供需平衡成为现实，为唐山加快经济社会绿色低碳发展提供有力支撑。 重卡绿色升级 打造交通运输新名片 低速行驶一段时间后，一辆货车拐进了唐山市乐亭县海港开发区宏林昇重卡充电站。一个大转弯，司机张松将货车停在一台充电桩前。麻溜下车，踢踢轮胎，张松围着白色欧曼牌电动重卡转了一圈，扫描充电二维码，将两把充电枪插在卡车充电口并锁枪充电。 “凌晨4点到京唐港卸了货，睡了一觉就来充电了。在这儿补电大概需要40分钟，接下来还要到料场那边去装货运回迁安。”10月11日13时10分，张松赶在谷时段里给车充上了电。驾龄8年的张松告诉记者，一年前，他花费73万元购入了这台电动重卡，专门用来跑迁安市到京唐港的货物运输，运送铁矿粉、钢材等货物。“换了电车以后噪声小了，没有呛人的尾气，电子挂挡也更好操控，最关键的是运输成本大大降低。”张松说。 寒露已过，秋意渐浓。一辆辆重卡来往穿梭在繁忙的公路上、忙碌的码头中，密织起条条流动的运输线，强劲有力地串联起这座钢铁之城的物流网络。 作为北方工业重镇，唐山工业体系完备，在钢铁等关键行业领域的产业规模尤为庞大。为满足生产发展需求，大量的煤炭等原材料和钢材、重型装备等产品需要在生产企业和港口之间频繁转运，这一过程中，重卡扮演着至关重要的角色。但以柴油为燃料的重卡是空气污染源之一，重卡电动化成为交通领域大气污染防治与绿色低碳发展的重要内容。 唐山的运输条件对于发展电动重卡具有天然优势。2018年，唐山市按照“临港临铁”布局的思路，启动了主城区周边13家钢铁企业优化整合、退城搬迁和升级改造。随着相关企业集中搬迁到乐亭、丰南等地沿海产业园区，唐山钢铁产业布局得到优化。 “退城搬迁”缩短了钢铁企业到港口的距离，为电动重卡发展提供了适宜的应用场景。由于货物运输运距较短，电动重卡能够满足企业短倒运输需求，如重点港区、场区、固定线路以及短途线路运输等场景。同时，环境政策的正向推动，诸如钢铁超低排放、绩效分级等，都对钢铁厂使用电动重卡有巨大的激励作用。 2021年10月，工业和信息化部启动新能源汽车换电模式应用试点工作，唐山被明确为重卡特色类试点城市之一。2023年11月，工业和信息化部等八部门在15个城市启动首批公共领域车辆全面电动化先行区试点，确定唐山为重卡电动化示范试点城市。 一系列政策的出台，唐山市电动重卡的数量显著增加。今年4月2日，唐山电动重卡保有量首次突破10000辆，达10170辆，约占全国总量的六分之一，居全国首位。 中午时刻，正值当地的用电低谷期，宏林昇重卡充电站8台充电桩全部满员，还有许多重卡车辆正在排队充电。 据了解，河北省10月份的谷时段电价为每千瓦时0.31234元，峰时段电价为每千瓦时0.93703元。张松举例说，从迁安市到京唐港约120公里的路程，以前开燃油重卡需要油费约360元，现在如果在低谷电时段给车充电，花费仅为140多元。 如今，唐山已成为全国新能源重卡规模化推广应用的标杆城市，在换电、纯电、氢燃料重卡推广应用领域积累了丰富经验。和煦的阳光中，这些加足马力奔波在运输一线的绿牌重卡构成了城市绿色转型发展中亮丽的风景线。 虚拟电厂“出圈” 深挖“移动的负荷资源” 宏林昇重卡充电站距离京唐港港口仅1公里，位于宏林昇仓储库内，每日往来装卸货物的重卡络绎不绝，充电车辆繁多。 近年来，唐山电动重卡发展势头迅猛，充电量随之大幅攀升。如何将分散的重卡充电桩资源聚沙成塔，充分利用这些“移动的负荷资源”与电网进行灵活、精准互动响应，助力缓解电力供需矛盾，国网冀北电力有限公司进行了探索。 1月20日，国网冀北清洁能源汽车公司工作人员在宏林昇重卡充电站开展参与华北电力调峰辅助服务市场的能力评估。完成计划申报后，该充电站次日将按计划响应负荷转移，在不影响重卡运营的基础上，将充电负荷转移至低谷时段，助力电网削峰填谷，同时享受错峰电价带来的优惠。 自2023年12月以来，依托唐山地区数量可观的电动重卡，国网冀北电力以虚拟电厂模式聚合电动重卡电池资源，超过10万辆次的电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节能力最大可达2.23万千瓦，初步建成了电动重卡型虚拟电厂运营模式。电动重卡客户通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段为电池充电，助力电网峰谷调节，促进电力供需平衡和新能源消纳。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高等特点，是一种优质的储能资源。而充电桩负荷作为负荷侧资源，具有用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化的特性，参与优化调控的空间大。 “充电站接入国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台，通过对充电车辆的聚合调控，优化调节充电时段和充电功率，引导重卡客户在夜间风电充裕、午间光伏大发时段有序充电，享受谷段电价的同时，再获得部分调峰辅助服务收益。”国网冀北清洁能源汽车公司车网互动中心主任助理许文强介绍说。 截至4月，唐山已建成重卡充换电站332座、充电桩2618台，累计充电量超14亿千瓦时。“在唐山，有568台电动重卡充电桩接入聚合平台。如果把唐山330多座重卡充换电站资源全部聚合，调节能力预计最大可达50万千瓦，单月可增发新能源电量约500万千瓦时。”许文强告诉记者，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源。通过拓展虚拟电厂聚合规模，让更多的电动重卡参与车网互动，提升电力系统实时平衡和安全保供能力。 目前，国网冀北电力虚拟电厂依托新型电力负荷管理系统开展虚拟电厂运营服务，参与华北电力调峰辅助服务市场。 据了解，2023年华北电力调峰辅助服务市场的运行时间为11月1日至2024年4月30日，唐山地区重卡充电站签约客户于2023年12月参与市场。国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台聚合了唐山11座电动重卡充换电站，截至4月，电动重卡型虚拟电厂累计有效响应调峰电量78.66万千瓦时，充电站运营商获得收益共计36.45万元。 “经过新一轮洽谈，今年电动重卡型虚拟电厂新增签约客户48户，新增接入容量18.35万千伏安，可调节能力超9万千瓦。”国网冀北清洁能源汽车公司唐山分公司经理何绪伟介绍，宏林昇重卡充电站是第一批签约的客户。该站日充电量最高达2万千瓦时，截至目前累计充电量达1599万千瓦时。 “通过参与虚拟电厂，我们充电站获得了额外收益，用户的充电费用也能有所降低。”宏林昇重卡充电站负责人陈喜营说。 工业重镇转型 提升城市发展“含绿量” 渤海湾畔，一艘艘万吨巨轮停靠在唐山港码头，新能源重卡忙碌有序地装卸着来自世界各地的货物；城市街头，一辆辆新能源货运配送车穿梭于仓储配送中心、物流园区和大型超市之间，畅通城市“微循环”；大街小巷，搭载乘客的新能源公交车、出租车穿梭而过，服务市民低碳出行…… 在唐山，新能源车辆成为城市公交、出租车服务、物流配送以及工业运输的重要组成部分，助力这座充满活力的工业城市打造“绿色运输”的城市名片。 交通运输“含绿量”的不断提升是唐山城市绿色低碳转型发展的一个缩影。作为典型的资源型城市，唐山传统产业基础雄厚，既是能源生产大市，更是能源消耗大市，面临着转变能源利用方式、减少对传统能源过度依赖以及产业转型升级的挑战。 2023年，唐山市被国家发展改革委确认为首批碳达峰试点城市之一。今年7月，唐山市人民政府印发《国家碳达峰试点（唐山）实施方案》，提出唐山市国家碳达峰试点城市的三个定位，即老工业城市绿色低碳转型发展示范区、钢铁产业绿色低碳发展先行区、环渤海地区新能源高质量发展引领区。其中，环渤海地区新能源高质量发展引领区将重点推进风光储氢协同发展、构建绿色交通运输体系、加快新型电力系统建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。 11月1日，冀北唐山供电公司电力调度控制中心员工杜鹏和同事通过调控系统分布式光伏功率控制平台观察供区内分布式光伏出力情况，分析评估区域电网承载能力，通过“光纤专网”“5G无线虚拟专网”安全接入区实现对380/220伏和10千伏分布式光伏的柔性调控，让分布式光伏发电可观、可测、可控、可调。 唐山拥有丰富的太阳能、风能资源。目前，唐山地区分布式光伏电站总装机容量达到3363.8兆瓦，电站并网的客户超过10万户。“如果不能有效控制光伏电站的并网功率，将给电网稳定运行带来风险。”杜鹏介绍，自2023年以来，唐山供电公司开展分布式光伏实时运行数据采集和发电功率柔性调控技术研究及试点验证工作，研发完备的数据接入和实时监测技术手段，开发应用分布式光伏功率控制平台，在冀北电网首次实现10千伏分布式光伏直采直控、0.4千伏分布式光伏群调群控试点验证。 当前，新型电力系统建设正在唐山快速推进。唐山供电公司出台《国网唐山供电公司新型电力系统全域综合示范行动方案》，围绕“源网荷储全环节发力、运行运营全要素驱动”的实施路径，统筹实施电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、调控提升、市场建设、数智赋能、气象服务、生态共赢“十大工程”。 “唐山供电公司充分发挥电网在新型能源体系建设中的枢纽平台作用，以推动绿色能源供给、绿色能源消费为主线推进新型电力系统建设，统筹协调源网荷储各要素，激活发电、用电两端的绿色用能潜力，助力唐山打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。”唐山供电公司副总工程师兼发展部主任刘大鹏说。 如今，唐山市能源清洁低碳转型正驶入“快车道”。从传统工业重镇到绿色低碳发展的现代化城市，钢铁之城正在华丽转身，探索出一条老工业城市绿色发展的新路径。

10月31日，航运巨头马士基（Maersk）官宣与隆基绿能科技有限公司达成了一项长期生物甲醇承购协议，旨在降低马士基不断增长的双燃料甲醇集装箱船队的温室气体排放。 生物甲醇将由隆基位于河南省许昌市的工厂生产供应，原料来自农业废弃物（秸秆和果树修剪枝条），满足马士基的甲醇可持续性要求，包括在生命周期内相比化石燃料至少减少65%的温室气体排放（以94克CO2e/MJ为基准）。 公开信息显示，该项目位于河南省襄城县先进制造业开发区南园区（原襄城县循环经济产业集聚区），总投资20亿，2024年4月3日上午开工，归属许昌隆基生物能源有限公司，项目产能为12万吨/年及自发电约30000kW。 对马士基的首批产品预计将在2026年开始交付，且预计到本世纪末，生产将达到全面的生产规模，这是一个长期协议，协议的有效期将延续至下一个十年。 “生物质甲醇和e-甲醇（电甲醇）仍然是这十年来最有前途的替代航运燃料，与隆基的协议证明了这一点，全球航运面临的净零排放主要挑战是化石燃料与温室气体排放量较低的替代品之间的价格差距。我们继续强烈敦促国际海事组织成员国通过采用全球绿色燃料标准和雄心勃勃的定价机制来创造公平的竞争环境，这是该行业迫切需要的。”马士基拉首席运营官巴布·拉法特·布洛斯说。 随着隆基生物质甲醇产量提升和燃料供应增加，马士基在确保为其自有的双燃料甲醇船队提供足够的甲醇方面取得了进展，目前已有7艘船只投入运营。马士基目前的甲醇采购协议已经满足了2027年双燃料甲醇船队超过50%的需求。 该协议是马士基全球替代燃料投资组合不断扩展的结果，其中多个甲醇项目目前已进入成熟阶段。 马士基能源市场负责人表示：“尽管我们认为全球物流的未来将通过多个途径实现净零排放，但这一协议突显了各市场上雄心勃勃的开发商继续推进甲醇项目的持续势头。中国继续在这一领域发挥着先锋作用，值得鼓励的是，其他地区的市场也在积极发展。美国就是一个例子，我们正在与多个前景可期的项目密切合作。” 据悉，隆基与马士基在海运和物流服务方面建立了合作伙伴关系，此次协议成为两公司合作的又一里程碑。 在发力光伏主业之外，隆基正向氢能、甲醇等等多元绿色燃料拓展，8月21日，隆基绿能集团与乌拉特后旗签订40万吨风光氢储制绿甲醇一体化项目合作协议。根据协议，隆基绿能计划建设1.05GW风光发电项目，年产5.4万吨绿氢，所制氢气直接用于合成年产40万吨绿色甲醇。该项目计划投资69.74亿元，于2025年开工建设，2026年投产。 甲醇（CH3OH）是一种液体化学品，用于数千种日常用品，包括塑料、油漆、化妆品和燃料。液态甲醇由合成气（氢气、二氧化碳和一氧化碳的混合物）制成。这些简单的成分可以从广泛的原料中获取，并使用不同的技术方法。 可再生甲醇是一种超低碳化学品，由可持续生物质（通常称为生物甲醇）或可再生电力产生的二氧化碳和氢气生产。 航运业是全球温室气体排放的主要来源之一，自2024年1月起，欧盟碳市场已扩大至涵盖所有进出欧盟港口的5000总吨及以上的大型船舶的二氧化碳排放，无论其悬挂哪国旗帜，航稳过运公司在初期阶段仅需为部分排放交付配额： 2025年：为2024年报告的排放量的40%交付配额； 2026年：为2025年报告的排放量的70%交付配额； 2027年及以后：为其报告的全部排放交付配额。 连续两个或两个以上履约期不遵守欧盟MRV要求的船舶可能会被驱逐并拒绝在欧盟进行贸易，未能交出配额的公司将面临100欧元/吨二氧化碳的超额排放罚款，并且仍有责任交出所需的配额，公司的所有船舶会被拒绝进入欧盟。 对船东影响最大是2023年7月25日在欧盟理事会通过的FuelEU Maritime法规，法规设定了船舶燃料的年平均温室气体强度（GHG Intensity）下降目标，2025年的船舶使用燃料所需温室气体强度降低幅度为2%（与2020年的基线相比），到2030年6%，2035年达到14.5%，而到2050年要达到80%。 为应对欧盟绿色法规，马士基致力于使用绿色燃料替代传统的化石燃料，根据马士基官网提供的文件，马士基对生物质原料和绿色燃料有全范围的严格需求，并遵循以下三个原则： 认证：所有生物燃料必须通过第三方认证，以确保其可信度。所有燃料必须提供可持续性证明（PoS）或在质量平衡计划下的等效证明，以支持对燃料排放减少的任何声明。马士基接受RSB和ISCC认证的燃料，并且是这两个认证体系的活跃成员，积极参与新燃料和生产方法的认证标准制定。 生命周期温室气体减排：燃料必须满足《欧盟可再生能源指令》（2018/2001）第29条第10款中的最低减排要求，即生物燃料需比化石参考燃料减少65%的温室气体排放，而电子燃料需减少70%。 原料来源：马士基仅接受废弃物和残余物作为原料。林业废弃物和残余物必须来自FSC认证的森林或同等认证。马士基不接受任何第一代农作物（如玉米、大豆、油菜、棕榈、甘蔗、甜菜、葵花、能源作物）或常用于饲料的原料。马士基不接受任何第一代木质生物质原料。马士基不接受与棕榈油相关的任何原料，包括来自棕榈油生产过程中的废弃物和残余物（如棕榈油厂废水（POME）、空果串、棕榈脂肪酸蒸馏液（PFAD）、废漂白土油等）。 新的绿色燃料（如甲醇）的评估基于生命周期分析（LCA）。除了气候变化，马士基还会考虑一系列环境指标，如生物多样性、生态系统、资源和材料的枯竭、人类健康和生态毒性、空气和水质等。我们在决策支持中采用后果性生命周期分析（consequential LCA），这意味着我们还会考虑燃料使用的间接效应，如间接土地使用和其他边际效应。这对于避免将温室气体排放和影响从一个利益相关方转移到另一个利益相关方至关重要。 对于电子甲醇，我们将只使用生物源CO2作为原料，并与绿色氢气结合生产甲醇。生物源CO2是例如从生物气升级为生物甲烷、biomass发电厂、纸浆和造纸厂以及乙醇厂等地方获得的废弃物，目前这些CO2通常直接排放到大气中。氢气必须是“绿色的”，即由使用可再生电力进行水电解产生的。电子燃料的工业化生产对电力的需求非常庞大。因此，按照欧盟可再生能源指令及其附属法案的要求，马士基要求用于电子燃料生产的可再生电力是额外的，即必须新增可再生电力容量。 在甲醇船布局上，10月9日，马士基第五艘甲醇双燃料16000TEU级大型集装箱船Alexandra Maersk 轮在英国费力克斯托港举办命名仪式，这是马士基旗下第六艘能够使用甲醇燃料的船舶。 该船也是计划于2024 年-2025 年交付的18 艘大型双燃料甲醇船系列中的第五艘。每艘船可运载约16,000个标准集装箱 (TEU)。 10月29日上午，由舟山亚泰船舶修造工程有限公司承接的，全球首艘马士基大型集装箱船甲醇双燃料改装项目顺利完工交付。马士基目前已经手握七艘甲醇船。

11月4日，广州市工业和信息化局官网发布《广州市推进新型储能产业园区建设实施方案》（以下简称《实施方案》），以“定产业方向+建专业园区+招优质企业+促政策支撑”四核驱动，首批建设白云区、黄埔区、花都区等3个新型储能产业园，示范打造粤港澳大湾区新型储能产业和新型电力系统的制高点。 《实施方案》明确，广州将依托三大新型储能产业园区，发挥新型储能制造业创新中心的引领作用，吸聚新型储能行业龙头企业，促进新型储能技术创新和产学研金用深度融合发展，提升产业链上下游协同发展水平。拓展应用场景和商业模式，助力新型电力系统建设，完善检验检测认证和技术标准体系，进一步凸显产业综合竞争力。在三大新型储能产业园区带动下，力争全市新型储能产业营业收入到2025年达600亿元以上，到2027年形成千亿级产业集群，到2030年形成三千亿级产业集群，到2035年形成五千亿级产业集群。 加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种 围绕《实施方案》提出的发展目标，广州将加大资金、金融、用地、人才、招商、应用等方面的支持力度。 在金融支持方面，支持市区国企共同成立百亿新能源母基金，加强引导广州产业投资母基金等产业基金支持新型储能产业发展。鼓励采用融资租赁等方式支持新型储能项目设备采购。加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种。对符合地方政府专项债支持领域和条件的新型储能项目，支持申报地方政府专项债；积极发挥碳减排支持工具作用，引导金融机构为符合条件的项目提供资金支持。强化绿色金融服务新型储能产业高质量发展的作用。 在用地支持方面，固定资产投资额5000万元至5亿元的先进制造业项目所需指标由市优先保障，不足部分向省争取支持；固定资产投资额5亿元（含）以上且投资强度不低于400万元/亩的先进制造业项目所需指标由省保障。各区工业和信息化部门参与分配园区用地规模、指标等需求。白云区保障新型储能产业园用地规模5000亩，2024年底前完成人和镇创新中心产学研用协同示范基地200亩工业用地出让以及萧岗村留用地的合作开发。黄埔区保障新型储能产业园用地规模3300亩，2024年底前解决200亩新增建设用地指标，2025年解决600亩新增建设用地指标。花都区保障新型储能产业园用地规模9240亩。 在园区招商方面，对“十四五”期间投资10亿元以上的新型储能产业化项目（花都区“绿能谷”一期先行启动区内项目除外），在省级对其新增实际固定资产投资额普惠性制造业投资奖励基础上，市级财政按1:1给予配套扶持。投资超过50亿元的重大招商项目，成立市级工作专班，强化土地、资金、人才、金融、科技等各方面要素支持。 在推动应用场景拓展方面，《实施方案》鼓励园区合理配置一定规模新型储能，有条件的依托变电站现有及周边用地建设储能电站。有序发展中型以上规模氢储能系统和氢能调峰电站，促进氢能储能耦合发展。灵活发展工商业储能应用场景，鼓励商业商务区、工业园区、大数据中心等区域根据用能特点配置冰(水)蓄冷、电化学储能等不同类型储能设施，探索先进制造业配置储能电站，促进源网荷储协同互动。支持构建新能源汽车充换电网络、电池租赁、回收利用的新型储能生态体系。探索综合能源服务模式，鼓励综合能源服务商打造区域综合能源服务平台，开展虚拟电厂建设试点。 三大新型储能产业园区具体空间布局和产业定位 白云区新型储能产业园：选址白云新城国家地方共建新型储能创新中心、人和镇产学研用协同创新基地、白云湖先进制造产业园、五丰装备智造产业园等片区，规划用地面积约5000亩。定位打造成新型储能全产业链创新基地，重点围绕电化学储能、机械储能、超导储能、热储能等新型储能产业，聚焦大容量、高安全、长寿命、高效率的规模化储能装备和技术开展攻关，发展多元新型储能技术，落地一批创新型企业。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达550亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 黄埔区新型储能产业园：选址知识城集成电路产业园东侧，东至新九快速路，南至凤吉路东，西至知明路，北至钟太快速路以南，规划用地面积约3300亩。定位打造成以电化学储能、氢能为主的应用型新型储能产业高地，建设储能电池、氢能的控制产品及系统集成产业核心园，并积极谋划布局超级电容、超导储能等技术路线，带动新型储能配套装备等要素集聚，实现新型储能产业链整体提升。力争到2027年营业收入（产值）达200亿元，到2030年营业收入（产值）达500亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 花都区新型储能产业园：选址花都汽车产业基地三期片区、岐山村东片区、汽车城赤坭园区、临空数智港启动区共四个片区，规划用地面积约9240亩。定位打造成粤港澳大湾区光伏+储能一体化产业集聚区，重点发展光伏产业、新型储能产业、未来材料产业、绿色低碳场景开发应用产业，实现新型储能对构建新型电力系统的必要支撑作用。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达450亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。

眼下，理想面临的问题，其实特别特别简单，用五个字足以概括：增长在哪里？一方面，抛开今年的大爆款L6不看，在30万以上市场，L789的销量其实是同比下滑的，尤其是L9目前的销量只有问界M9的一半还不到，市场当然有理由怀疑你后面的增长空间有多大；另一方面，MEGA的失利，以及到目前为止，40万以上的大中型纯电动车的整体销量表现情况，让市场对于理想打造纯电作为第二增长曲线的成功概率，打了一个大大的问号。那么，在即将到来的25年，如果想要获得比较可观的销量增长，理想有哪些方向是可以尝试和挑战的？列个单子，供大家讨论。1、大型增程MPV这个在MEGA失利之后，已经有无数人讨论过了，梦想家、GL8插混、腾势D9……这些车的销量表现也很明确的验证了市场需求。现在的问题不是该不该做，而是多久才能做出来……哪怕MEGA销量失利之后马上立项开始研发，估计真正上市最早也得26年了，所以……这是我认为整个23-24年李想最大的战略决策失误，没有之一。MEGA只是一次不成功的尝试，而错过增程MPV，就是个纯纯的战略失误，没有任何狡辩的余地。纯电原教旨主义，害人不浅。2、L6的六座版理想在30万以下区间没有六座产品，这其实是个比较明显的市场空位，零跑C16和理想L6尺寸基本上一 样大，但是C16就可以做六座版，而且上个月的销量已经过万了。在产能瓶颈解决之后，L6完全可以考虑推出6座版本，只不过名字要怎么起可能会有点麻烦，总不能6座的叫L5，而5座的叫L6吧？当然，这不是什么大问题。实际上，L6这款产品，目前的销量还远远没有达到天花板，除了六座之外，本身的舒适性配置也完全可以进一步加强，譬如Pro版本标配冰箱小桌板和220V电源的话，成本并不会增加很多，但吸引力可以比现款进一步提升，就看理想是优先保毛利率还是优先保销量了。大胆预测，在完美情况下，“L6家族”的月销量是可以冲击5万的。3、30万以下的纯电产品首先亮明看法：在2025年，我不看好任何起售价在30万以上、车长超过5米的中大型纯电动产品，哪怕是理想的车也一样。（像SU7Ultra之类的，其实不能算在中大型车的范畴内，而且绝对销量也不会拉到很高）那也就是说，按照尺寸来推算，除了MEGA之外，与L8/L9对标的i8、i9的销量我都是比较怀疑的，唯一可以高看一眼的，应该是跟L6尺寸相当或者略小一号的i6/i7（？）但其实到目前为止，理想i系列当中最便宜的那一款，究竟更接近L6还是更接近L7，这是个没有答案的问题。总之，如果想要让纯电动产品提供比较高的销量贡献，那么先发布价格最 低的那款，才是正确的选择。如果顺序反过来，那么结局很可能生死难料。甚至最坏情况下，MEGA的一幕噩梦重现，也不是太奇怪的事。怕就怕，在明年这三款纯电当中，理想压根就没准备跟L6价位对标的产品。4、L9的商务/企业/行政版不管名字怎么叫吧，说白了就是更加豪华范儿、更加商务路线的L9，M9之所以能获得如此巨大的成功，除了车子本身素质不差以及华为的强力品牌加持之外，有一个很重要的原因，是M9有意识的对标和模仿了迈巴赫的很多设计元素和风格，给消费者带来一个很明确的豪华车的观感，这一点，问界M9做得远远好过理想L9十条街。现在的问题很简单，想要追M9的销量，单纯的软硬件升级是不够的，华为的品牌号召力一时半会没有办法追上，那么，商务范儿要不要学？土豪味儿要不要给？给的话，和家用车的整体品牌定位不符；不给的话，你就算配置上再努力，要反超M9也是难于登天。其实，在拿不准的情况下，单独分出一支奇兵，做一些大胆的尝试也未尝不可……譬如说，是否考虑推出一个L9的五座商务版？（甚至可以和第三方改车公司合作，记得坦克300的赛博版吗？）双色车身配上？豪华范儿轮毂配上？深色商务风内饰配上？实木饰条配上？电动门配上？看看这些要素的添加，能不能打动 中小企业主之类的宜商宜家的客户群。这样的尝试，失败了成本可控，一旦成功的话，大部队可以迅速跟进，打开后续市场空间，可以说是进可攻退可守。在当下的局面当中，这不失为一种可行的选择。5、任何动力方式的轿车/旅行车到目前为止，理想没有轿车，甚至像ET5T、001那样的旅行车，理想也没有，这件事很难评判对错，因为以空间和舒适见长的理想，要如何做一辆空间受限的轿车，确实是个很费脑子的问题。但你要做一家年销量百万级而且主要市场在国内的车企，没有轿车产品，总归是很难想象的。况且，增程式轿车，也并非没有先例。市面上已经有了好几款类似产品了。嗯，期望一款增程或者纯电的旅行车吧，虽然到今天为止我们都没看到过任何谍照，基本上意味着25年不可能有这么个东西了，但，还是列在里面，充个数好了。6、更多的店、更下沉的渠道整个2024年，其实还有一个很多人不太关注，但同样重要的问题：今年，理想的销售渠道的扩张，是远远的低于预期的。3月份的滑铁卢，把整个的销售渠道的扩张节奏彻底打乱了，到现在为止，门店数量都没有突破500家。由此带来的结果是什么呢？在低线市场，理想对于合资产品的销量蚕食的节奏被打断了。9月份，汉兰达加陆放的销量还有一万二你 敢信？XC60这样的车还能一个月卖四五千你敢信？这本来都应该是理想的火力范围，问题是现在你的炮台根本都没架过去，更别说有效的火力覆盖了。如果，理想的目标是打算把汉兰达们、XC60们、包括X3 Q5 GLC的份额抢过来，那么，更多的、更下沉的店，应该是绕不过去的一环。哪怕，短期内这会让利润率承压。最后，一点点个人的吐槽：说实话，我对理想最大的不满，并不是MEGA，任何对新产品新形态的尝试，都不该被指责，哪怕这个过程中犯了很多不该犯的错误，但长远来看终归是有益的。最让我不满的，其实是理想对于利润率的教条式的坚持。甚至，很多时候甘愿为了这样的一个教条，去牺牲唾手可得的市场份额。回想一下，三四月份，如果不是为了保毛利率，L789的改款本来不会有那么大的动荡和波折，整体销量肯定要比现在好很多。哪怕到了现在，L6的产能问题的背后，其实一样可以看到某些对于毛利率的斤斤计较。（产能利用率不足会拉低毛利水平）视角再放宽一点，销售渠道的扩张为什么停滞了？影响净利润恐怕是最大的因素吧？既然手头有超过千亿的现金，既然目前为止公司都还是处于一个盈利的状态，既然竞争对手是华为这样的巨无霸，那为什么不能尽可能的牺牲利润，换取更大的市场份额呢？抢地盘有错吗？利润率比市场份额更重要？比成长更重要？

比亚迪上周发布了 2024 年第三季度业绩。要点如下： 1. 汽车毛利率环比回升，超市场预期：本季度由于 DMI 5.0 车型开始放量，插混主力车型从荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05 切换到了价格更高的 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06，带动了单价的回升。 而单车成本由于规模效应的释放，以及上游原材料碳酸锂成本的下滑，也呈现了下滑的趋势，最后带动了汽车业务毛利率（含电池业务）超预期。 2. 单车净利继续环比回升，但略低于预期：单车净利三季度 0.93 万元，环比提升了 0.06 万元，提升的主要原因仍由汽车业务毛利率回升所带动。 但本季度由于三费端的高增（尤其是研发费用和销售费用），单车净利环比回升幅度仍然略低于市场预期。 3. 三费端大幅增长：本季度研发费用和销售费用环比都呈现高增的趋势，都达到了历史新高！而研发费用环比高增预计主要用于高端化车型和智能化的投入中，比亚迪急需补智能化短板。销售费用高增预计由于销量提高，对于经销商的返点费用有所增加，同时本季度 DMI 5.0 车型密集上新下的营销费用有所增加。 4. 三季度在建工程转固加速：三季度虽然资本开支仍然处于低位，但比亚迪加速了在建工程转固（在建工程环比下滑 257 亿），导致固定资产净值有所上升（固定资产环比上升 330 亿），折旧摊销额又继续环比增加。 整体观点 整体来说，比亚迪三季度又再次交付了一份不错的业绩，其中在最关键的汽车业务毛利率表现上，本季度汽车业务毛利率（含电池业务）环比提升 3.2 个百分点至 25.6%，再超市场预期。 而在投资者关注的单车净利方面，三季度单车净利 0.93 万元，略低于市场预期 0.96 万元，低于市场预期的主要原因在于本季度比亚迪三费端环比增长幅度较大，但研发费用主要用于补高端化和智能化短板，问题不大。 但三季度比亚迪对于在建工程进行了一次性大额转固，导致了固定资产净值再一次大幅增加，市场可能会担心四季度折旧摊销额环比继续提升，从而影响比亚迪利润端的释放。 而原本对于比亚迪的预期是，由于上一波产能投入已经接近尾声，资本开支放缓下带来的后续摊折费用增长放缓，而以 DMI 5.0 技术领先优势开启的大产品周期下销量基本盘有所保证，比亚迪会受到销量规模提升带来的单车摊折成本的下行，带来报表端利润的释放，从而支撑比亚迪下半年的业绩。 经粗略测算，由于目前无论是从比亚迪的合约负债（近似订单量）大幅增长，还是从了解下来比亚迪 10 月的订单量已经超出 50 万辆，都在说明四季度的销量端还会环比继续高增。 而对于比亚迪四季度销量预期 150 万-160 万辆的情况下，虽然整体摊折成本会继续环比上行（在建工程转固导致固定资产原值加速上升），但单车摊折在四季度爆销下仍然会环比继续下滑 0.24-0.3 万元，对毛利率端仍然是正向的提升，仍然符合对于比亚迪的预期。 而从整体估值角度来看，比亚迪（1211.HK）目前股价对应着 2024 年汽车业务 PE 倍数约 17 倍左右，估值仍然不高，而短期能否继续上行空间主要在于 ① 四季度销量能否超市场已经相对比较饱和的预期；② 高端化 + 出海（尤其出海）进展能否超预期。 详细分析 一. 汽车业务毛利率再超市场预期！带动单车净利环比回升 1. 汽车业务（含电池业务）毛利率本季度环比回升 每次业绩放榜，市场最关心的是比亚迪的汽车业务毛利率情况，上季度汽车业务毛利率因为荣耀版的降价下滑较大，而本季度市场普遍认为 DMI 5.0 车型在三季度开始放量，会带来量价齐升，从而带动汽车业务毛利率的回升。 而从本季度实际情况来看，确实如市场所预期的一样，三季度汽车业务毛利率（含电池业务粗估）达到了 25.6%, 环比上行 3.2 个百分点，超市场预期 22.9%。 将从单车经济角度分析本季度毛利率环比回升的原因： 1）单车价格：三季度汽车单价 13.88 万（含电池业务粗估），环比回升 0.3 万，主要因为： a) 三季度 DMI 5.0 车型开始放量，逐渐形成对低价荣耀版车型的替换： 随着 DMI 5.0 车型爬坡，三季度插混主力车型荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05（占比下滑 9%）切换到了 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06（占比上升 16%），秦 L/海豹 06 在定价上相比秦 Plus/驱逐舰 05 高 1.4 万-2 万元。 而再定价上，比亚迪对于承担走量车型的宋 Plus/宋 Pro 上调了 0.3 万-0.6 万元，也促进了单价端的回升。（但对于相对高价的车型（如海豹 07/汉 DMI）反而下调了定价，在下文会讲述） b) 而本季度比亚迪高端车型（腾势 + 仰望 + 方程豹）+ 出海表现仍然相对疲软： 高端化车型（腾势/仰望/方程豹）和出海车型通常都享有更高的单车 ASP，但本季度高端化车型 + 出海车型在销量结构中占比继续下滑，从二季度 15.3% 继续环比下滑 3 个百分点至 12.3%，其中下滑较大的是出海车型比例，在销量结构中比例下滑 2.3 个百分点至本季度 8.4%。 在中高端车型的表现方面，比亚迪 20 万以上车型销量表现同样疲软，在车型结构中占比环比继续下滑 3.2 个百分点，下滑的主要原因仍然在于中高端插混车型在销量结构中的占比下滑（环比下滑 2.5 个百分点）。 最后 DMI 5.0 下主力车型价格和对低价荣耀版的替代，对冲了出海 + 高端化车型占比下滑的不利影响，单车收入三季度环比上行了 0.3 万元。 2）单车成本：原材料价格下滑及规模效应有所释放 三季度单车成本 10.3 万元，环比下行 0.2 万元，而认为单车成本下滑因素主要有： ① 上游原材料碳酸锂价格继续下滑，带动电车制造成本端的下滑； ② 在单车摊折成本方面，虽然比亚迪的资本开支仍然在持续放缓，但观察到，比亚迪在三季度加速了在建工程的转固（在建工程环比下滑 176 亿），导致了固定资产净值再一次大幅上升（环比上升了 330 亿）。 但根据粗略测算，虽然折旧摊销总金额由于固定资产原值上升而有所上升，但在 DMI 5.0 车型热销带动比亚迪本季度销量环比回升了 15% 的情况下，单车摊折成本仍然呈现了环比下滑的趋势，预计单车摊折成本本季度环比下滑约 0.1 万元。

阳光电源发布公告，计划募资48.78亿元人民币，加码海内外储能产能扩产。 10月14日，阳光电源披露境外发行全球存托凭证（GDR）新增境内基础A股股份的发行预案，计划募资48.78亿元人民币，主要投入海内外储能产能扩产。此次GDR将在德交所挂牌上市，发行GDR所代表的新增基础证券A股股票不超过本次发行前总股本的10%。 从预案也不难看出，阳光电源意在加快海外储能产能建设，以匹配海外市场的营收重要性。发行募集的资金中，阳光电源拟将19.92亿元用于建设年产20GWh先进储能装备制造项目，17.60亿元用于海外逆变设备及储能产品扩建项目，另外逾11亿元用于数字化提升项目与南京研发中心建设项目。 上述年产20GWh先进储能装备制造项目拟在阳光电源的大本营安徽省合肥市实施。海外逆变设备及储能产品扩建项目拟在海外建设，公司暂未披露具体实施地点。该海外项目将通过新建厂房，新增生产、检验检测等设备构建年产50GW逆变设备、15GWh储能产品的生产体系，其中一期项目规划25GW逆变设备、5GWh储能产品产能，二期项目规划25GW逆变设备、10GWh储能产品产能。 阳光电源证券部工作人员对外表示，此次发行GDR也是考虑到支持公司全球化战略。目前，发行相关工作仍在正常推进中，需要等待相关部门审批。 海外市场是国内各主流设备厂商争夺的战略重地。 全球电化学储能市场累计装机规模从2014年的约1.5GWh增长到2023年的189.73GWh，复合年均增长率达71%；受全球加速碳中和进程、可再生能源占比快速提升以及欧洲能源危机等因素影响，电化学储能在新型电力系统中的重要性日益凸显。同时，欧美等地区配置储能系统已具备经济性，我国风光储联合应用正加速进入平价时代，预计到2030年底全球电化学储能累计装机量将突破2,855.18GWh，市场前景十分广阔。 阳光电源在预案中也表示，海外市场新能源参与电力系统盈利模式多样，经济性较强，市场整体对逆变设备、储能产品的价格敏感度相对较低，海外销售价格及产品毛利率通常略高于国内同类型产品。 2022年以来，阳光电源来自海外市场的营收占比均超过40%。2024年上半年，海外业务收入134.76亿元，营收占比43.44%，已成公司重要收入来源。 阳光电源储能系统已应用在美、英、德等海外市场。近年来，成功与沙特 ALGIHAZ签约中东最大7.8GWh储能项目、与澳大利亚Hive Battery Development Pty Ltd 签约3GWh独立储能项目等，并为国内单体最大的电化学储能电站青海海西州托格若格共享储能电站、拉美880MWh最大独立储能项目等全球多个标杆性项目提供整体解决方案。 此外，阳光电源表示，公司储能产品目前尚无海外产能，公司全球交付的能力和灵活性均亟待提高。通过预案海外项目的实施，将在海外新增年产 50GW逆变设备及15GWh储能产品的产能，为海外业务开拓和市场销售提供更多选择和灵活性，逐步形成可向国际市场快速供货的生产基地网络，有助于公司在一定程度上优化控制由于潜在贸易摩擦带来的额外成本，以更加灵活的产能规划和销售网络布局应对国际贸易形势变化带来的不确定性。 据悉，GDR，是存托凭证的一种，主要是为了解决境外公司在境内发行证券以及境内投资者投资境外公司证券的需求。2022年2月，证监会发布《境内外证券交易所互联互通存托凭证业务监管规定》，扩展了GDR发行主体与境外上市交易所，国内因此涌现一波GDR发行热，锂电企业尤为踊跃。锂电企业的经营模式决定了企业更热衷于发行GDR，因为获得的境外募资可直接用于在海外建设产能。 发行GDR在有利于帮助企业扩充资金、提升国际知名度的另一面，也存在风险。国际资本市场波动较大，可能影响GDR的发行价格和募集资金量。企业需要密切关注市场动态，选择合适的发行时机。

10月14日，国家电投集团综合智慧能源有限公司（以下简称“电投综能”）举行揭牌仪式。电投综能由国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、国家电投集团智慧能源投资有限公司重组整合成立。 国家电投集团综合智慧能源科技有限公司是国家电投直管二级单位，成立于2022年12月，与国家电投集团综合智慧能源产业创新中心一体化运作，即智慧能源（综合智慧能源产业创新中心），注册资本9亿元。 国家电投集团智慧能源投资有限公司是国家电投二级单位，成立于2022年4月，与国家电投集团碳资产管理有限公司一体化运作，即智慧能投（碳资产管理公司），注册资金23亿元。 重组成立的电投综能的定位为国家电投综合智慧能源产业发展提供系统性解决方案和可规模化复制商业模式的专业化公司，其主营业务涵盖综合智慧能源的开发建设、技术创新与实证、绿色低碳转型服务等。 综合能源管理是一种综合考虑水、电、风、气等多种能源的管理方法，旨在通过有效的能源监测、优化能源配置和提高能源利用效率，实现对能源消费的控制和减排，从而降低企业的能源成本，提高能源利用效率，并推动可持续发展。 根据国家电网公司研究机构初步测算，预计2020年-2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。巨大综合能源服务市场的蓝海空间正加速形成。 综合能源系统的核心在于利用先进的物理信息技术和创新管理模式，提升能源利用效率，促进能源的可持续发展。这个系统不仅包括电力、暖通、天然气等系统的融合，还涵盖了光伏发电、风力发电、微电网、储能、氢能等多种能源形式的综合利用。 综合能源服务以此为基础，以电能为统一载体，以开发清洁绿色能源为目标，通过信息技术和数字科技手段，综合调配各种能源的发、输、变、配、用、储全过程。 电投综能的正式组建是国家电投深入贯彻中国“3060”目标，进一步全面深化改革，推动产业高质量发展的重要战略决策，是国家电投发展新质生产力，培育壮大战略性新兴产业的重要举措，承载着国家电投创新发展的使命，标志着国家电投在推进综合智慧能源产业发展，加快发展新型电力系统用户侧新质生产力上迈出了坚实的一步。

近年来，我国新能源发电规模持续扩大，能源转型步伐显著加快。国家能源局数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量超过31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%。围绕新形势新任务，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），提出重点开展9项专项行动，其中包括实施“大规模高比例新能源外送攻坚行动”“新能源系统友好性能提升行动”，加快推进新型电力系统建设。 加快新能源大规模高比例外送 8月已过，广东粤西海域仍热浪滚滚。绵长的海岸线上，错落有致的风机正迎风缓缓转动，光伏电站则如同繁星般点缀在波光之中，这些巨大的风机叶片和精巧的光伏面板，捕捉着经此而过的每一缕清风和每一束阳光，将它们高效地转化为清洁绿色的电能，经由四通八达的“铁塔银线”，源源不断地输送到千家万户。这样一幅充满现代科技感的画卷，是我国新能源高速发展的一个缩影。 规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国的新能源资源主要集中在西部和北部地区，因此，如何有效推进这些地区大规模、高比例的新能源开发与外送，不仅是实现“双碳”目标任务、推动能源电力绿色低碳转型过程中亟待解决的问题，更是加速构建新型电力系统和新型能源体系的关键。 为支持西部和北部清洁能源基地的开发与电力外送，我国规划建设了一系列跨区域输电通道。这些输电通道宛如一条条电力动脉，穿越广袤的沙漠、戈壁，将清洁的能源血液输送到全国各地。然而，这些电力动脉大多起始于环境恶劣的荒漠地区，其送电端的周边电网支撑能力较弱，如同细弱的血管难以支撑庞大的血流，而受电端的电网则存在常规电源不足的严重“空心化”的问题。随着新能源输送比例的不断提升，输电通道在安全稳定运行以及高效利用方面面临着多重挑战。 此次《行动方案》明确实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出“提高在运输电通道新能源电量占比”和“开展新增输电通道先进技术应用”两项重大任务，为推进大规模高比例新能源外送指明了发展方向、技术背景，具有重要的实践意义。 通过优化电源配置，增加新能源在运输电通道中的电量占比，可以直接促进风能、太阳能等新能源的开发和利用，加速能源结构的绿色转型。新能源的接入要求电力系统具备更高的灵活性和调节能力。优化电源配置，合理配置常规电源与新能源的比例，可以提升电力系统的整体响应速度和调节能力。因此，优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比尤为重要。 要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性。一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于“打捆”送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。 多年来，技术进步有效推进了输电通道建设。自2009年1月1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程投运至今，我国已建成“19交20直”特高压输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦，累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。 目前世界上绝大部分的特高压直流工程都是由我们国家实施的，其中难度最大、技术水平最高的特高压直流工程，也都是由我们国家率先研制完成的。 对于输电相关技术的发展方向，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压不稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的“沙戈荒”工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。 同时，先进的储能技术如抽水蓄能、新型储能等，同样为解决新能源发电的间歇性、波动性等问题及提高输电通道对新能源电力的接纳传输能力发挥着关键作用。 水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，截至去年底，全国抽水蓄能投产总装机容量达4579万千瓦，全产业链协调发展机制基本建立。开发以“沙戈荒”地区为重点的大型风光基地和主要流域水风光一体化基地，急需建设抽水蓄能等调峰储能电源，提升风电光伏开发规模、竞争力和发展质量。 要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节能力；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。 推进系统友好型新能源电站建设 新能源渗透率的持续提高致使当前电力系统呈现出“双高”特性，即高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存。在此背景下，还存在一系列系统性问题，包括新能源在调频、调压等方面的主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度加大、电力平衡保障挑战加剧以及源荷不确定性增加等。 对此，《行动方案》明确提出新能源系统友好性能提升行动，推进新型电力系统建设取得实效。 推动提升新能源系统友好性能，是加快构建新型电力系统适应能源转型需要的必然选择。一方面，系统友好型新能源电站可以助力新能源大基地及配套设施的建设，保障电力供应安全；另一方面，系统友好型新能源电站有利于提高新能源可靠出力水平，保障电力运行安全。 为更好推进新能源系统友好性能提升，《行动方案》进一步提出，打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，将新能源置信出力提升至10%以上。 记者了解到，针对风电、光伏等新能源发电的整合优化，此前贵州省能源局就发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第三批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目进行调度和梳理，对47个逾期或不能实施的风电、光伏项目进行清理，项目总装机388万千瓦。其中，风电项目33个、总装机248万千瓦，光伏项目14个、总装机140万千瓦。 值得一提的是，为更好支撑新能源电站建设，《行动方案》还释放出一个信号，即有效利用储能，增强出力水平。 在提高新能源配储电站调节能力方面，《行动方案》提出两方面工作，一是整合源储资源，优化储能系统的配置和运行策略，发挥配储电站的调节能力，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率。二是完善市场规则，积极推动各类调节资源参与电力市场，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。 这为储能快速发展创造了良好机遇。“新要求下，未来储能绝不只是简单的配角，而将成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分，维持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的一项重要产业。 国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。 与抽水蓄能相比，锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等优势。目前，锂电池储能系统建设成本已降至1000元/千瓦时以内，未来有望降至500元/千瓦时，大规模应用经济性将进一步凸显。 开展算电协同促进新能源消纳 如今，大数据、云计算、人工智能等先进科学技术在能源领域的应用日益广泛，算力与绿色电力一体化融合已成为不可阻挡的发展趋势。今年政府工作报告明确指出：“适度超前建设数字基础设施，加快形成全国一体化算力体系。” 在能量层面，算力作为能源系统源网荷储各个环节中的负荷，其空间上的可转移性和时间上的可平移性决定了，在与风光等新能源、电网和新型储能互动实现能量平衡方面，可以发挥一定的耦合作用。 《行动方案》提出，实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。 《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。 提升算力与电力协同运行水平，推动数据中心向新能源富集、用电成本较低的地区转移，并优化数据中心电力需求的时间和空间分布，已成为提升新能源系统友好性能，进一步促进新能源高水平消纳的重要途径。 早在2020年，安徽首个城市能源大数据中心在合肥揭牌，截至目前，合肥市能源大数据中心累计接入2.5万户高压电力用户、168个充电桩、60座光伏电站，后期将逐步接入政务和气、水、热、石油、煤炭等数据和信息；2021年，山西阳泉智慧能源数据中心首批建设场景交付投用，包括“重点用能单位能耗在线监测、区域能源发展监测、大数据看阳泉能源转型、新能源发电监测、节能改造潜力企业识别”等多个应用场景；在贵州，南方电网与贵州省贵安新区管理委员会签订协议，投资建设南方能源大数据中心，据悉，截至今年6月，该项目主体结构已全面封顶，预计9月底建成交付。 因地制宜建设智能微电网项目 《行动方案》提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。 当前，分布式新能源实现了快速发展，电化学储能成本持续下降，电力市场机制也日益完善，这为智能微电网的建设提供了难得的机遇。智能微电网在促进分布式新能源接入消纳、提升电力普遍服务水平、创新商业模式等方面具有重大意义。 新能源发展路径从大型集中式转变为集中式与分布式并举，就近消纳是新能源利用的重要模式。从新能源自身特性来看，就近消纳可以降低其波动性对系统安全稳定运行的影响，也可以减少对系统调节能力的需求。 近日，江苏张家港华昌能源“氢光互补”智能微电网顺利投运，项目集氢能发电、光伏、储能设备、充放电设备等场景为一体，可就近为楼宇、电动汽车等提供稳定可靠的绿色能源供应。作为江苏省首个“氢光互补”智能微电网，该项目总功率达到951千瓦，供能面积约3万平方米，年发电量可达13.5万千瓦时，占园区全年用电量的30%，每年可为园区节省用能成本约15万元，实现碳减排108吨。

行业竞争就是如此残酷，在疯狂价格战与正在席卷全国的消防整改风暴持续冲击下，使高速增长的工商业储能江湖猛然坠入了大洗牌深水区。 产业共识，2023年是工商业储能产业化元年，根据EESA统计，中国工商业储能新增装机4.72GWh，同比增长超过200%。 整体来看，2024年上半年国内工商业储能仍保持高速增长趋势。比如根据EESA数据，截至7月底，2024年我国工商业储能备案总计4381个，共计规模8.96GW/20.65GWh，不论规模和数量已远超23年全年。同时EESA预测，国内工商业储能全年装机量为5.5GWh。 但无论规模还是增速均远低于年初部分机构的预测。根据阳光电源年初发布的《工商业储能解决方案白皮书》预测，今年国内工商业储能装机量将会达到9GWh。 综合储能领跑者联盟、中信建投等机构统计，2024年7月，工商业储能装机量达 212.1822MW/460.031MWh，按MWh口径统计，环比降低19%，同比降低44%；以MW为口径统计，环比降低26.6%。 产业规模与增速不及预期的背面是，产业玩家的疯狂涌入，企业间竞争与博弈愈发凶猛，进一步加速了产业大洗牌进程。 据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》显示，2023年工商业储能相关企业新增5万家，平均每天新增150家。 伴随着玩家的疯狂涌入与竞争加剧，工商业储能产品价格已经出现大退潮趋势。 比如2023年年中时，头部厂商如奇点能源的工商业储能柜报价曾高达1.55元/Wh，12月厂商明美新能源宣布液冷一体柜最低价为0.88元/Wh；到了2024年7月30日中车株洲所发布工商业储能系列产品渠道价格政策，其中，1500V工商业一体柜418kWh方案集成单柜价格为0.75元/Wh，大于30台可以享受95折，折合单价0.7125 元/Wh，还免费赠送价格高达45000元/台的并网柜和20000元/台的EMS配套，综合单价已经低于0.7元/Wh。 事实再次证明 “没有最低，只有更低。” 9月，科陆电子推出Aqua-E系列工商储能产品，采用A类电芯的价格仅为0.598元/Wh；沃橙新能源随后报出0.58元/Wh的价格，并推出 “0元体验，账期半年” 的优惠条件，再创价格新低。 早些时候，协鑫集团董事长、全球绿色能源理事会主席朱共山去年末在公开演讲中坦言，储能行业 “没有最卷，只有更卷。产能链价格持续走低，储能投标价半年下降三分之一。产品同质化严重，价格战愈演愈烈，冲业绩、抢份额、报价跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我们现在储能行业的现状。” 如今，市场上对于 “凶猛价格战可能将进一步引发储能电站质量与安全性大退潮” 的担忧正在与日俱增。 有一组数据可以参考，根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，上半年，在可靠性方面，非计划停运901次（同比2023年同期增长261.85%），单次平均非计划停运时长31.55h，其中电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运主要原因，占比达80%以上。 早在2023年5月17日，在中国（山东）储能高峰论坛上，远景能源储能事业部总经理郑汉波表示，行业内存大量生存困难的系统集成商，为解决生存问题，只能低价拿项目。“（这种企业）要低于成本价拿项目，又要活下来，会非常难，看看十几年前的风电行业、逆变器行业就知道了。” 郑汉波还举例说，在他经历的光伏逆变器、风机制造行业中，早期市场快速增长，行业内鱼龙混杂、良莠不齐。随着行业发展，质量和运维压力凸显，那些没有核心技术的企业很快消失了。一些靠资本支撑无核心技术的企业，为求生存再融资，低质低价中标，难以持续，也为产业埋下隐患。“现在储能电站生命周期不少于10年，售后服务很难有保障……（2024年）可能80%的（储能系统集成商）企业会倒下。” “如果有人告诉你储能很简单，那么你要知道，10年后他会为此付出代价。也许只要5年，他们就不得不支付巨额维护费用。” 曾毓群近期在接受了挪威主权基金主席尼古拉·唐根的播客访谈时如是说。 市场的担心正在成为现实。今年4月，温州一工商业储能项目发生火灾，因消防设施不到位造成了不小的损失。事后，温州针对工商业储能电站项目，掀起了一场严厉的消防安全整改。据整改通知单显示，要求所有已备案的、500KWh以下的工商业储能电站在一定时间内提交经第三方机构检测合格的消防质量检测报告，对于限定期限内未提交检测报告或检测不合格的工商业储能项目，会对其直接撤销验收合格评定，不予以兑现相关补贴。 温州整改之后，杭州市建委、杭州市发改委也联合印发了《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。文件明确适用范围为功率为新建、扩建或改建的容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程。文件指出，电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，应进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。 有数据测算，此次温州、杭州的储能安全整改整体将推高0.2元/Wh的非技术成本，单个储能电站的消防整改成本最高可增加10万元。 消防风暴还在进一步蔓延。8月中旬，浙江金华市武义县也公开征求《武义县电化学储能项目建设管理工作指南（试行）》意见。文件明确，电化学储能电站申报消防备案前，项目单位应组织竣工验收，消防查验应纳入竣工验收内容，查验结果作为工程竣工验收报告附件。 据高工储能披露，浙江省内已备案的2000多个储能项目中，90%以上都将面临消防整改。到2025年，能够顺利通过整改并继续运营的项目可能会少于一半。 业内人士认为，浙江只是这场储能电站消防整改风暴的第一站，未来还会席卷全国。尤其是工商业储能同样发展快速的广东省和江苏省。 据21世纪经济报道（7月），国家正酝酿对储能消防安全隐患进行全面的排查及整改工作。目前相关部门近期已约访了包括储能厂家、施工、运营等相关方调研意见，而相关的储能消防安全隐患排查及整改动作可能将要发生。 知情人士告诉21世纪经济报道，过去，新能源侧配备的储能电站的利用率普遍不高，这些未被调用过的电站存在监管盲区，其电站状态处于 “黑盒” 状态或存在隐患。 对于储能安全性而言，大储最多烧掉一个设备，但工商业储能可能就涉及到人身安全问题。截至目前，全国已有19个省市将储能电站纳入了消防安全重点单位。 可以预见，全国消防风暴必然将对工商业储能江湖产生深远影响，甚至冲击。 回归商业层面，还需要注意的是，目前工商业储能的主要盈利模式为峰谷价差套利（用能方在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用）。但在电力现货交易日益普及的背景下，国家政策引导和电力市场运行规则，都倾向于把峰谷分时电价拉平。这意味着，“当前浙江等地区较高的峰谷电价差无法长久维持，这将造成工商业储能项目未来数年收益率的下滑，从而影响到投资者的积极性。部分投资方因此选择了暂时观望。” 简单来说，未来工商业储能投资收益率大概率也会出现大退潮现象。 这并非危言耸听，根据东海证券统计，今年以来浙江、河南、江苏多地发布分时电价调整政策，全国范围内峰谷电价差缩窄趋势显著，河南省分时电价调整新政亦正式落地。此外根据中关村储能联盟对32个省区的分析，今年1-8月份一般工商业1-10kV电网代理购电最大峰谷价差平均为0.68元/kWh，较2023年同比下降了6.7%。与2023年1-8月相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，仅甘肃、蒙西、冀北等8个地区价差有所提高，其他地区均为下降。 考虑到，随着储能成本不断下降，若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，今年1-8月共有20个地区以上最大峰谷价差超过0.6元/kWh。而国联证券统计数据也显示，从全国范围内来看，全国共有10个地区峰谷电价差减小，20个省份峰谷价差扩大，2个省份保持不变。其中工商业储能收益率下滑幅度最大的为浙江省，主要原因在于分时电价政策的调整，6月起浙江不再执行尖峰电价，峰谷价差变为高峰电价与低谷电价之差，价差下降幅度超20%。或受此影响。原本国内工商业储能江湖的 “热土” 浙江省（由于分时电价政策支持 “两充两放” （即每天充放电两次），安装储能系统回本周期快，其装机量占到全国的1/4以上）在今年上半年遇冷。数据显示，今年二季度，浙江省的工商业储能项目备案数量呈现骤减的趋势。浙江省工商业储能备案平台的数据显示，四月备案项目300个，五月减少到200多个，六月备案数仅剩100多个。另外据国联证券测算，目前国内云南、甘肃、宁夏等十个地区的工商业储能收益率为负数，形势不容乐观。还需要注意的是，据东吴证券测算，工商储实际应用中收益率低于理论值，对工商业业主吸引力有限。工商储单个项目功率较大，初始投资成本约上千万元，此外分时电价政策变化的不确定性、若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%。 对于工商业储能投资的难点，有专家指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，但政策的转向是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。“关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没有这么高，” 五矿证券分析认为，所以工商业储能项目在做可行性研究时最大的坑就是对未来峰谷价差及收入的假设过于乐观。对于独立储能电站项目，除了关注所在省份独立储能参与电力市场的政策进展之外，更重要的是对项目所在省份所在电网节点的风光发展及消纳趋势作至少20年维度的长期研判。或许是感受到了风险的气息，据EESA副秘书长李炎明观察，目前国内工商业储能投资商已经在有意控制单个省份的投资金额，以免政策波动造成 “一个篮子里的鸡蛋” 全部遭殃。当然，工商业储能的挑战，或者风险还不止于此。由于工商业储能项目收益高度依赖业主方项目用电情况，因此拥有足够用电负荷、适合上工商业储能，且 有意愿的工厂、园区，成为各项目开发方竞相争抢的稀缺资源。在这种情况下，与工商业光伏类似，居间人成为项目落地的重要推动因素，居间费因而居高不下，甚至项目落地后居间人获得的利润超过设备生产商。因优 质项目的稀缺性，给业主的项目分成亦从此前的10%（另外90%分给项目投资方），逐步到35%，有的方案是前5年分成比例20%/80%，后5年按 50%/50%分成。随着竞争局势的严峻变化，如今在企业层面也已有大退潮迹象。据 “维科网储能”、“36碳” 等多家媒体报道，“据业内人士观察，头部上千家集成商中约有20%没有订单，生存状况堪忧。”而据北京能源协会5月12日发布文章，随着储能 “内卷” 到新的高度，市场上已经有30%左右的玩家退出了工商业储能市场，其中大部分是做系统集成相关的皮包公司。企查查显示，成立于2019年9月的青岛能蜂电气有限公司（以下简称 “能蜂电气” ）注册资本为1261万元，已于2024年8月1日被法院列为被执行人，执行标的为20万元。

风电与太阳能发电受天气影响大，间歇性与波动性特征明显，且可控性差，给新型电力系统的安全可靠运行带来了巨大的挑战。除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统电力系统要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。 现货市场可以自动引导供需协同 相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发越亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户会多用；当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/兆瓦时，此时火电发电能获得超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户有动力少用电。 在现货市场运行的情景下，价格信号与新能源发电出力状况匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。 借助现货市场这个支点，在保障新型电力系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量极大地降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可；另外，现货市场也通过经济关系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。 全国性的现货市场是平衡供需最经济的手段 截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%；水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦），核电5553万千瓦，生物质发电3798万千瓦；以上传统发电容量相加的总数超18亿千瓦。 2022年底，我国的总发电量规模为88487.1亿千瓦时，折算到小时约为10.1亿千瓦时。刨除风光发电容量之后的剩余传统发电容量除以10.1亿千瓦，可得裕度系数为178%。通过这一数据可以看出，只要保障传统发电容量在风光发电不足时候的可用性，不用新增任何投资（退役发电容量正常补充除外），现有发电容量规模足以确保当前用电量水平下的新能源发展。也就是当新能源高比例发展时，在发电量不足的极端月份和时刻，利用已有传统发电容量可以确保用电可靠性。 在容量规模足够的情况下，为了匹配新能源的供需波动，需要建立电力现货市场机制作用指挥棒，通过价格信号引导传统发电容量与用户侧的多种可调资源参与系统供需平衡；且由于单省市和部分区域内部的发电容量不足，需要持续扩大市场规模，建立区域电力市场或者跨省跨区交易机制，实现全国范围内资源的优化配置。当这样一种机制形成后，仅仅依托现有发电容量与用户侧资源就足以支撑新型电力系统的安全稳定运行，这无疑将节省大量的不必要投资。 电力现货市场价格保持动态稳定 有利于平稳推进电价改革 《决定》还要求推进能源领域的价格改革。虽然电力现货价格在一天之内的不同时刻存在大幅变化，但从年、月周期尺度来看，却能非常好地反映供需与发电成本，保持长周期范围内平均价格的相对稳定，有利于电价改革的平稳开展。 电力现货市场日前与实时价格存在大幅波动 由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动，分时供需态势差异巨大，相比传统价格机制，电力现货价格确实存在大幅波动。如图1所示，山东市场2024年1月1日~10日的日前市场价格，新能源大发的1月4日，最低现货价格为-80元/兆瓦时，同一天高峰日前价格则达699元/兆瓦时，二者相差779元/兆瓦时。 电力现货价格的长周期均价波动幅度小 然而拉长周期看，电力现货市场价格却相对稳定，能够很好地反映供需情况与发电成本。如表1所示，2022年电力供需紧张，典型市场的现货价格（实时价格）相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨，但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大，分别约为40%、24%，其他地区现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年，随着煤价的下降，供需形势缓解，电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价；甚至在有些季度，现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平，如表2所示。 总体来看，年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动，但是幅度并不大，基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。 电力现货价格均价高度反映供与发电成本 广东、山西与山东等电力现货市场2022~2023年的价格在发电成本变化不大的月份中，需求高的月份价格就高，需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行，在供需情况没有根本变化的情况下，电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需，另一方面也有利于价格本身的稳定。 电力现货价格的均衡性 在供应充足时，价格走低，可以鼓励发用两侧多用电、少发电，引导供需平衡并让下一个周期的价格回升；在供给不足时，价格走高，可以鼓励多发电、少用电，也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。 以山东现货市场为例，2023年的电力现货分时形态相比2022年出现了一些值得关注的变化：7~17点之间的实时价格出现了近0.02元/千瓦时的小幅上升，而18~24点的价格出现了超0.045元/千瓦时的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响，高价时用户愿意减少用电，从而抑制电价的上涨；反过来，低价时用户愿意增加用电，从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用，充分引导需求响应，实现源荷互动，而这进一步又会作用在价格上，长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。 总之，为了保障国家能源安全与应对气候变化，需要建设新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题；为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，并实现中长期尺度上的电价均衡，电力现货市场成为最经济的调节手段。 党的二十届三中全会所明确提出的全国统一电力市场与深化能源体制改革的目标任务，毫无疑问需要以电力现货市场为中心来推进。随着多地电力现货市场逐步转入正式运行，以及《电力现货市场基本规则》的颁行，虽然还存在一些需要根据实际情况进行微调的地方，但以“中长期+现货+辅助服务”为主要内容的市场框架已经获得了行业内市场主体的广泛认同，很多地区的技术支撑平台建设与调电试运行工作都已经具有比较好的基础。接下来，在国家与地方政府层面，可以通过总结各自省份现货长周期和正式运行省份的经验，进一步坚定对电力现货市场在保供、促销与稳价方面的信心，加快所在地电力现货市场的长周期运行安排，并以此为基础深化辅助服务、中长期、容量市场、市场监管与新能源市场化交易等相关配套改革工作，早日完成党的二十届三中全会明确的体制机制改革任务目标、实现能源清洁转型。

看到一个观点：储能行业未来的主导者，是电芯厂家，因为电芯占了储能产品60%以上的成本比例。 这个观点是没错的，但是要分场景。 工业2.0的场景 在工业2.0的场景中，储能作为一种工业产品而存在的，类似于福特的T型车。 工业2.0讲究的是： -大规模、流水线、批量化制造 -标准化的，极少差异性的产品 -以降低边际生产成本为目标 -渠道化、标准化的销售模式，比拼产品单价 目前面向于大型集中式储能，和较大型的工商业储能产品，基本上就是按照这个思维制造的。 如果你去过刚结束的SNAC储能展，就会有这个感受，大部分厂家的产品，具有较高雷同性，产品差异不足以支撑客户的采购决策。 在这个场景下，储能产品是高度内卷的。 电芯则起到了价格的决定性作用，所以用工业2.0的视角看， 储能确实是电芯主导的行业。 工业3.0场景 工业3.0讲究的是系统性，比如丰田把汽车整车生产线，看成系统化的供应链体系和质量体系，所以有了零库存管理，和全面质量管理等先进生产管理理论，并辅以自动化和信息化作为工具。 1930年代福特看到的汽车，和丰田1970年代看到的汽车，是两种不同的管理思维带来的产品，所以至今丰田汽车依然是世界顶级的工业产品。 虽然电力行业是工业2.0时代诞生的，但是大规模交流同步互联的高压电力系统，是工业3.0的思维产物。 以工业3.0的，体系化思维去看储能， 可以认为储能是“电力系统主导”的行业。 无论是大储参与辅助服务市场的调频或者备用服务，还是工商业储能基于电价型号的充放电套利，其本质都来源于电力的系统属性： 电力是一种无法被经济的大规模存储，发用必须实时平衡的商品。 正因为今天任何技术都无法解决电力的大规模经济存储，所以电力发用必须实时平衡。 电化学储能至今并不解决上述“经济性存储”的问题。 传统电力系统叠加了风光的波动性，才有了更大的调频、调峰需求，某些场景需要更多的“并不经济的”储能产品，并需要依靠市场化电价去调度这些资源。 而这种调度，或者价格本身，带有新型电力系统的本质特性。 这时储能的商业逻辑，不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。 储能需要知道动态平衡的需求从哪里来，如何满足，用某个储能厂家的话来说就是： 不懂电力系统，做不好储能。 电力系统的动态平衡，分为时间维度和空间维度。 从空间维度上看，虽然是“全国一张网”，但是在不同的电压等级，不同的节点，平衡的需求是不一样的，比如大储满足输电网（220kV及以上）视角下的平衡需求，响应的是批发侧电能量市场和辅助服务市场的价格。 工商业储能满足的是配电网和微电网的平衡需求，响应的是零售侧电能量市场的价格。 在时间维度上，秒级、分钟级、小时级、天级、周级、月级的平衡需求，是截然不同的，市场给出的价格、价格波动周期也截然不同。 结合上述的空间维度，输电网层面，电化学储能更擅长秒级~小时级的平衡服务，而对数小时~天级~月级的动态平衡需求，能力有限。 在配/微网层面，则是面向配电网节点，甚至用户内部某个微电网的动态平衡需求，需要分行业、分场景的细化产品。 所以这时储能更需要场景化的产品解决方案，充分体现出差异性，面向调频的大储产品，和面向某个化工行业的MW级储能解决方案，可能在产品性能和价格上都存在差异。 工业3.0之上的思维 如果把视角从储能产品、储能耦合到电力系统，再放大到储能作为一个社会化产品的视角，可能得到另一个图景。 储能耦合到电力系统，形成的产品解决方案，需要叠加运营和服务的属性，比如储能参与电力市场交易、储能运维、储能和企业合同能源管理、储能资产的金融服务等领域。 这时候储能从围绕产品的解决方案，细化到围绕不同对象需求的服务解决方案，不仅仅是从金融端和交易端（峰谷套利是从零售交易端的价格进行套利），也从真正的企业能源管理服务、金融资产管理服务等衍生产业链进行整体的获利。 基于这个视角，才能看到蚂蚁推动新能源RWA的意义，把新能源资产与虚拟世界Web3的结合。 从线下的社会化衍生服务，再扩展到线上、Web3.0时代的社会化服务，具备更大的想象空间，但是也非常难。